JP2006504928A - 天然ガス液化用モータ駆動コンプレッサシステム - Google Patents

Abstract

コンプレッサ駆動装置として電動機を用いる天然ガス液化システム。モータとスチームタービンの組み合わせにコージェネレーションプラントによって動力を供給し、駆動体として用いることができる。

Description

本発明は天然ガスを液化する方法と装置に関する。別の側面において、本発明はカスケード型天然ガス液化プラント用の改良された駆動装置、コンプレッサ及び動力源の構成に関する。

天然ガスの極低温液化は、天然ガスを輸送と貯蔵により便利な形に変換する手段としてルーチン的に実施されている。このような液化は体積を約６００分の１に低減し、大気圧近くで貯蔵と輸送ができる製品をもたらしている。

貯蔵のし易さに関して、天然ガスはしばしば供給源から遠方のマーケットへパイプラインによって輸送される。パイプラインはおおむね一定でかつ高い負荷率のもとで運転することが望ましいが、パイプラインの配送可能量又は能力が需要を超えることがしばしばあり、一方、それ以外の場合は需要がパイプラインの配送可能量を超える可能性がある。需要が供給を超える場合のピーク又は供給が需要を超える場合の谷間を削減するためには、供給が需要を超えたときに配送できるようなやり方で過剰なガスを貯蔵することが望ましい。このようなやり方によって貯蔵から払い出した物質で将来の需要ピークを満たすことが可能になる。こうするための１つの実際的な手段は、貯蔵のためそのガスを液化状態に変換し、その後需要に応じてその液体を蒸発させることである。

市場候補地から非常に遠く離れている供給源からガスを輸送し、かつパイプラインが利用できないか又は非実際的である場合には、天然ガスの液化はいっそう重要性が増す。このことは、外洋航行船舶によって輸送を行わなければならない場合について特に言えることである。ガス状態での海上輸送は、ガスの比容積を大幅に低減するにはかなりの加圧が必要になるので、一般に実際的でない。このような加圧を行うにはより費用の掛かる貯蔵コンテナの使用が必要である。

天然ガスを液体状態で貯蔵、輸送するために、天然ガスは、液化天然ガス（ＬＮＧ）が大気圧に近い蒸気圧を持つ−１５１℃から−１６２℃（華氏−２４０度から−２６０度）の温度に冷却することが好ましい。ガスを高圧で複数の冷却段階に段階的に通し、その結果、液化温度に達するまで、逐次冷凍サイクルにおいてガスが連続的により低い温度に冷却されることによりガスが液化される天然ガスの液化については従来技術において多数のシステムが存在する。冷却は一般に、プロパン、プロピレン、エタン、エチレン、メタン、窒素又はこれら冷媒の組み合わせ（たとえば、混合冷媒系）等の１つ又は複数の冷媒と熱交換することにより達成される。本発明に特に適用できる液化手法は、第１冷凍サイクルとして密閉プロパンサイクルを、中間の冷凍サイクルとして密閉エチレンサイクルを、最終冷凍サイクルとして開放メタンサイクルを用いている。この開放メタンサイクルでは、加圧されたＬＮＧを含む流れがフラッシュされ、フラッシュ蒸気（すなわち、フラッシュガス流）が冷却剤として段階的に用いられ、再圧縮、冷却され、処理された天然ガス供給原料流と一緒になって液化され、これによって加圧されたＬＮＧを含む流れを生成する。

カスケード式天然ガス液化プラントの各冷凍サイクルは、天然ガスを冷却するのに冷媒が使用された後この冷媒の圧力を上げる１つのコンプレッサ又は１組のコンプレッサを含んでいる。１つ又は複数のコンプレッサを出ていく高圧冷媒は最初に間接熱交換により冷却され、その後、冷却剤として用いられる前に膨張されて天然ガス流を冷却する。ＬＮＧプラントで用いられる冷媒コンプレッサは典型的には、たとえば、ジョージア州アトランタ市のＧＥ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ社が市販しているＦｒａｍｅ５又はＦｒａｍｅ７ガスタービン等の大型のガスタービンによって動力を供給される。

慣用のガスタービンは効率的な動力生産をもたらすが、ＬＮＧプラントにおけるガスタービン駆動装置の使用にはいくつかの欠点がある。たとえば、「既製の」ガスタービンはあらかじめ設定した一定サイズ（すなわち、負荷定格）で利用できるのみであり、ある負荷要求条件に対してガスタービンを特別に設計し、製造してもらうことは一般に費用が掛かり過ぎる。そのため、多くの例において、市販のガスタービンはＬＮＧプラントにおける或る一定の用途に対して過大になっていたり過小になっていたりする。最適設計負荷と実際のプラント負荷のこのミスマッチのため、大きすぎるガスタービンをＬＮＧプラントで使用することが必要になる可能性がある。このような過大なガスタービンは典型的には、実プラント負荷と設計タービン負荷が同じ場合に必要なものより費用が高価である。さらに、大きすぎるガスタービンを最適設計負荷未満で運転するとガスタービンの効率低下を引き起こす。

ＬＮＧプラントの冷媒コンプレッサに動力を供給するためにガスタービン駆動装置を用いる別の不利益は、ガスタービンにおける燃料の燃焼が、地域の環境基準を順守するためにモニターしなければならない物質（たとえば、ＮＯ_Ｘ及びＳＯ_２）の排出を引き起こすことである。排出規制がますます厳しくなるにつれ、モニターし、このような規制を順守することが難しくかつ高価になる可能性がある。

ＬＮＧプラントにガスタービンを用いるさらに別の不利益は、適切なガスタービンを作っているのはほんのひと握りの会社だけであるという事実である。それゆえ、適当な大きさのガスタービンの入手のしやすさは、その特定のタービンに対する需要が大きい場合、厳しく制限される可能性がある。

ＬＮＧプラントのコンプレッサに動力を供給するためにガスタービンを用いる別の欠点は、ガスタービンは始動が難しく時間がかかる可能性があることである。

したがって、ＬＮＧプラントの特定の負荷要件に合うように経済的に調整することができる機械的駆動装置を用いる新規な天然ガス液化システムを提供することが望ましい。

さらにまた、低公害の機械的駆動装置を使用することにより排気物質を低減した新規な天然ガス液化システムを提供することが望ましい。

さらにまた、世界中の複数の供給源から容易に入手できる機械的駆動装置を用いる新規な天然ガス液化システムを提供することが望ましい。

さらにまた、始動が容易で迅速な機械的駆動装置を用いる新規な天然ガス液化システムを提供することが望ましい。

上記の各要求は代表的なものであり、本発明によりすべてが達成されるとは限らないことに注意すべきである。本発明のその他の要求及び利点は本明細書に記載された説明及び図面から明白になろう。

したがって、本発明の１つの態様において、（ａ）第１電動機で第１コンプレッサ及び第２コンプレッサを駆動する段階と、（ｂ）第２電動機で第３コンプレッサ及び第４コンプレッサを駆動する段階と、（ｃ）上記第１及び第３コンプレッサ内の第１冷凍サイクルの第１冷媒を圧縮する段階と、（ｄ）上記第２及び第４コンプレッサ内の第２冷凍サイクルの第２冷媒を圧縮する段階とを含む、天然ガスの液化方法が提供される。

本発明の別の態様においては、（ａ）コージェネレーションプラントで水蒸気と電気を発生する段階と、（ｂ）電気の少なくとも一部を使用して第１電動機に動力を供給する段階と、（ｃ）水蒸気の少なくとも一部を使用して第１スチームタービンに動力を供給する段階と、（ｄ）上記第１電動機により駆動される第１コンプレッサ内の第１冷凍サイクルの第１冷媒を圧縮する段階と、（ｅ）上記第１スチームタービンにより駆動される第２コンプレッサ内の第２冷凍サイクルの第２冷媒を圧縮する段階とを含む、天然ガスの液化方法が提供される。

本発明のさらに別の態様においては、複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化する装置が提供される。この装置は、第１、第２及び第３冷凍サイクル、及び第１、第２及び第３電動機を備えている。上記第１、第２及び第３冷凍サイクルは、第１、第２及び第３冷媒をそれぞれ圧縮する第１、第２及び第３コンプレッサを含んでいる。上記第１、第２及び第３電動機は、第１、第２及び第３コンプレッサをそれぞれ駆動するように動作可能である。上記第１冷媒は最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含む。上記第２冷媒は最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含む。上記第３冷媒は最大部分にメタンを含む。

本発明のさらに別の態様においては、複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化する装置が提供される。この装置は、第１冷凍サイクル、第２冷凍サイクル、コージェネレーションプラント、第１電動機及び第１スチームタービンを備えている。第１冷凍サイクルは、第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含んでいる。第２冷凍サイクルは、第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含んでいる。コージェネレーションプラントは電気と水蒸気を同時に発生するように動作可能である。第１電動機は上記第１コンプレッサに駆動連結され、コージェネレーションプラントが発生した電気の少なくとも一部によって動力が供給されている。第１スチームタービンは上記第２コンプレッサに駆動連結され、コージェネレーションプラントが発生した水蒸気の少なくとも一部によって動力が供給されている。

添付図面を参照して本発明の好ましい態様を以下に詳細に説明する。

本明細書で用いられている開放サイクルカスケード冷凍プロセスという用語は、少なくとも１つの密閉冷凍サイクルと１つの開放冷凍サイクルとを含み、開放サイクルで用いられる冷凍／冷却剤の沸点が、（１つ又は複数の）密閉サイクルで用いられる冷却剤の沸点よりも低く、圧縮された開放サイクル冷凍／冷却剤を凝縮する冷却負荷の一部が１つ又は複数の密閉サイクルによって供給される、カスケードされた冷凍プロセスを指している。本発明においては、メタン又はメタンが優位を占める流れが開放サイクルの冷凍／冷却剤として用いられる。この流れは、処理された天然ガス供給原料流及び圧縮されたメタン開放サイクルのガス流から構成されている。

カスケード冷凍プロセスの設計には、熱力学的効率と資本コストの釣り合いをとることが含まれる。熱移動プロセスにおいて、加熱流体と冷却流体間の温度勾配が小さくなるにつれ熱力学的不可逆性は低下するが、このように小さな温度勾配を得るには一般に、流量並びに入口及び出口各温度の両方が、必要な加熱／冷却負荷に適合することを確保するように、伝熱面積の著しい増加、各種プロセス機器の大幅な変更及びこのような機器を通る流量の適切な選択を必要とする。

天然ガスを液化する最も効率的かつ効果的な手段の１つが、膨張型冷却と組み合わせた最適化されたカスケード型運転を経る方法である。このような液化プロセスは、たとえば、約４．３１ＭＰａ（約６２５ｐｓｉａ）の高圧において、多段プロパンサイクル、多段のエタン又はエチレンサイクル、及びメタン供給源として供給ガスの一部を用い、それをさらに冷却するためにその中に多段膨張サイクルを含み、圧力を大気圧近くまで下げる開放端メタンサイクルを通過させることでガス流を逐次的に冷却することにより、天然ガス流を逐次的に冷却することから構成されている。一連の冷却サイクルでは、沸点の最も高い冷媒が最初に用いられ、中間沸点の冷媒がこれに続き、沸点の最も低い冷媒が最後に用いられる。本明細書で用いられているように、「プロパン冷却器」という用語は、プロパン又はプロピレンの沸点と同一か又は同様の沸点を有する冷媒を用いる冷却システムを表す。本明細書で用いられているように、「エチレン冷却器」という用語は、エタン又はエチレンの沸点と同一か又は同様の沸点を有する冷媒を用いる冷却システムを表す。本明細書で用いられているように、「上流」及び「下流」という用語は、天然ガス液化プラントの各種構成要素の、プラントの天然ガス流路に沿って見た相対的な位置を説明するのに用いられる。

各種の予備処理工程によって、設備に供給される天然ガス供給原料流からの酸性ガス、メルカプタン、水銀及び水分等の望ましくない成分を除去する手段が与えられる。このガス流の組成は大幅に変化してもよい。本明細書で用いられているように、天然ガス流は最大部分に天然ガス供給原料流に由来するメタンから主として構成されるどんな流れでもよく、かかる天然ガス供給原料流は、たとえば、メタンを少なくとも８５容積％含み、残りがエタン、沸点がより高い炭化水素、窒素、二酸化炭素及び少量の水銀、硫化水素及びメルカプタン等のその他の汚染物質である供給原料流等である。予備処理工程は、第１サイクルにおいて、冷却サイクルの上流に配置するか、冷却の初期段階の１つの下流に配置するか、いずれかの分割した工程とすることができる。以下のことは当業者が容易に利用できるいくつかの利用可能な手段の非包括的なリスト項目である。酸性ガス及びより少ない程度にメルカプタンは、水性のアミンを含む溶液を用いる吸着プロセスを経てルーチン的に除去される。この処理工程は一般に第１サイクルの冷却段階の上流で行われる。水の最大部分はルーチン的に、第１冷却サイクルの上流で及び第１冷却サイクルの第一冷却段階の下流でガスを圧縮、冷却した後、２相の気−液分離を経て、液体として除去される。水銀はルーチン的に水銀吸着床を介して除去される。残量の水及び酸性ガスは、ルーチン的に、適正に選択した、再生可能なモレキュラーシーブ等の吸収剤床を使用して除去される。

予備処理された天然ガス供給原料流は一般に高圧で液化プロセスに供給されるか、又は３．３３ＭＰａ（５００ｐｓｉａ）より大きな圧力、好ましくは約３．４４ＭＰａから約６．２０ＭＰａ（約５００ｐｓｉａから約９００ｐｓｉａ）、さらに好ましくは約３．４４ＭＰａから約４．６５ＭＰａ（約５００ｐｓｉａから約６７５ｐｓｉａ）、さらにより好ましくは約４．１３ＭＰａから約４．６５ＭＰａ（約６００ｐｓｉａから約６７５ｐｓｉａ）、最も好ましくは約４．３０ＭＰａ（約６２５ｐｓｉａ）の高圧に圧縮される。流れの温度は典型的には周囲温度程度から周囲温度よりわずかに高い温度である。代表的な温度範囲は１５．５℃から５８．８℃（華氏６０度から華氏１３８度）である。

前述したように、天然ガス供給原料流は複数の多段（たとえば、３段）サイクル又は工程で複数の冷媒（好ましくは３つの冷媒）との間接熱交換によって冷却される。あるサイクルの包括的な冷却効率は段の数が増加するとともに向上するが、この効率の増加にはこれに対応した正味の資本コスト及びプロセスの複雑性の増加が伴う。供給原料ガスは、比較的沸点が高い冷媒を用いる第１密閉冷凍サイクルにおいて有効冷凍段数、規準は２段、好ましくは２から４段、より好ましくは３段を通過させることが好ましい。このような冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、又はそれらの混合物から構成されることが好ましく、冷媒がプロパンを少なくとも約７５モル％含むことがより好ましく、プロパンを少なくとも９０モル％含むことがさらにより好ましく、本質的にプロパンからなることが最も好ましい。その後、処理された供給原料ガスは、沸点がより低い冷媒との熱交換における第２密閉冷凍サイクルにおいて、有効段数、規準は２段、好ましくは２から４段、より好ましくは２から３段を通過することが好ましい。このような冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、又はそれらの混合物から構成されることが好ましく、冷媒がエチレンを少なくとも約７５モル％含むことがより好ましく、冷媒がエチレンを少なくとも９０モル％含むことがさらにより好ましく、冷媒が本質的にエチレンからなることが最も好ましい。各冷却段は別々の冷却区域を含んでいる。前述したように、処理された天然ガス供給原料流は、第２サイクルの種々の位置で１つ又は複数の循環流（すなわち、圧縮された開放メタンサイクルのガス流）と一緒になり、これによって液化流を生成する。第２冷却サイクルの最終段において、この液化流が最大部分に、好ましくは全体に凝縮（液化）され、これによって加圧されたＬＮＧを含む流れを生成する。一般に、この位置におけるプロセス圧力は、第１サイクルの第一段階に送られる予備処理された供給原料ガスの圧力よりもわずかに低いだけに過ぎない。

一般に、天然ガス供給原料流は、１つ又は複数の冷却段階においてＣ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体の形成をもたらすような量のＣ_２及びこれより重質な成分を含んでいる。この液体は気−液分離手段、好ましくは１つ又は複数の慣用の気−液分離器によって除去される。一般に、各段階における天然ガスの逐次的冷却は、液体天然ガスからＣ_２及びこれより大きな分子量の炭化水素をできるだけ多く除去するように制御され、メタン優位のガス流並びに相当量のエタン及びこれより重質な成分を含む液体流を製造する。Ｃ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体流の除去のために、冷却区域下流の戦略的な個所に有効数のガス／液分離手段が配置される。気−液分離手段、好ましくは慣用のガス／液分離器の正確な位置と数は、天然ガス供給原料流のＣ_２及びこれより重質な成分の組成、ＬＮＧ製品の望ましい英熱量（ＢＴＵ）含有量、他の用途向けのＣ_２及びこれより重質な成分の値、ＬＮＧプラント及びガスプラント操業の当業者がルーチン的に考えるその他の要因等の運転パラメータの数によって変わってくる。このＣ_２及びこれより重質な１つ又は複数の炭化水素流は、単一段フラッシュ又は分留塔を介して脱メタン化することができる。後者の場合、得られたメタンを多く含んだ流れは、圧力で液化プロセスに直接戻すことができる。前者の場合には、メタンを多く含んだ流れは再加圧して循環させることができ、さもなければ燃料ガスとして使用することができる。Ｃ_２及びこれより重質な１つ若しくは複数の炭化水素流又は脱メタン化したＣ_２及びこれより重質な炭化水素流は燃料として使用するか、又は１つ若しくは複数の分留区域で分留する等によってさらに処理して、特定の化学成分（たとえば、Ｃ_２、Ｃ_３、Ｃ_４及びＣ_５ ^＋）を多く含んだ個々の流れを生成することができる。

加圧されたＬＮＧを含んだ流れは、その後、後で述べるようなやり方で第３サイクルにおいて発生させたフラッシュガス（すなわち、フラッシュガス流）とメインメタンエコノマイザで接触すること及び加圧されたＬＮＧを含む流れを大気圧近くまで膨張させることを経る開放メタンサイクルと呼ばれる第３サイクル又は段階でさらに冷却される。第３冷凍サイクルの冷媒として使用されるフラッシュガスが最大部分に、メタンから構成されることが好ましく、この冷媒がメタンを少なくとも約７５モル％含むことがより好ましく、メタンを少なくとも９０モル％含むことがさらにより好ましく、本質的に冷媒がメタンからなることが最も好ましい。加圧されたＬＮＧを含む流れの大気圧近くまでの膨張時に、加圧されたＬＮＧを含む流れは、各膨張処理が圧力低下手段としてジュール−トムソン膨張弁又は流体エキスパンダを用いる、少なくとも１段階、好ましくは２から４段階、より好ましくは３段階の膨張を経て冷却される。この膨張の後に分離器によるガス生成物−液生成物の分離が続く。流体エキスパンダが用いられ、適正に運転される場合、動力の回収に伴うより高い効率、より大きな流れ温度の低下、及びフラッシュ段階時のより少ない蒸気生成は、エキスパンダに伴うより高額の資本及び運転コストを埋め合わせる以上のものとなろう。１つの態様において、フラッシュする前に加圧されたＬＮＧを含む流れを更に冷却することが、１つ又は複数の流体エキスパンダを介してこの流れの一部を最初にフラッシュし、その後、前記フラッシュガス流を用いる間接的熱交換手段を介して残りの加圧されたＬＮＧを含む流れをフラッシュ前に冷却することにより、可能となる。加温されたフラッシュガス流は、その後、温度と圧力に対する考慮に基づいて、開放メタンサイクルに適当な位置を介して戻すことにより循環され、再圧縮されることになる。

第３サイクルに流入する加圧されたＬＮＧを含む流れ、好ましくは液体流が、３．７９〜４．４８ＭＰａ（約５５０〜６５０ｐｓｉａ）の好ましい圧力にある場合は、３段階フラッシュ法に対する代表的フラッシュ圧力は、約１．１７〜１．４５、０．３１〜０．５１６及び０．０６９〜０．２７５ＭＰａ（約１７０〜２１０、４５〜７５及び１０〜４０ｐｓｉａ）である。加圧されたＬＮＧを含む流れ、好ましくは液体流を大気圧近くまでフラッシュすることにより、約−１５１℃から−１６２℃（華氏約−２４０度から−２６０度）の温度を有するＬＮＧ製品が生成される。

カスケードプロセスは、天然ガス流から冷媒に熱エネルギーを移送させるために１つ又は複数の冷媒を使用し、最終的には前記熱エネルギーを環境に移送させる。本質的に、全体的な冷凍システムは、天然ガス流がより低い温度へと段々に冷却される際に天然ガス流から熱エネルギーを取り除くことによりヒートポンプとして機能する。

液化プロセスは、数種の冷却のうちの１つを用いることができる。以下に限定はされないが、（ａ）間接的熱交換、（ｂ）蒸発、及び（ｃ）膨張又は圧力低下等の冷却が挙げられる。本明細書で用いられているように、間接的熱交換は、冷却剤と被冷却物質との間で実際に物理的に接触することなく、冷媒が被冷却物質を冷却する方法を指している。間接的熱交換手段の具体例としては、管式熱交換器、コアインケトル（ｃｏｒｅ ｉｎ ｋｅｔｔｌｅ）式熱交換器、蝋付けされたアルミニウム製プレートフィン式熱交換器で行われる熱交換がある。冷媒と被冷却物質の物理的状態は、システムの要求及び選択した熱交換器のタイプによって変えることができる。それゆえ、管式熱交換器は典型的には、冷却剤が液体状態で被冷却物質が液体状態又はガス状態の場合、又は被冷却物質の１つが相変化を受け、プロセスの状態がコアインケトル（ｃｏｒｅ ｉｎ ｋｅｔｔｌｅ）式熱交換器の使用に不利である場合に用いられる。１つの例として、アルミニウム及びアルミニウム合金はコアの好ましい構成材料であるが、このような材料は指定されたプロセス条件で使用するには適さないかもしれない。プレートフィン式熱交換器は典型的には、冷媒がガス状態で被冷却物質が液体状態又はガス状態の場合に用いられる。最後に、コアインケトル（ｃｏｒｅ ｉｎ ｋｅｔｔｌｅ）式熱交換器は典型的には、熱交換時に被冷却物質が液体状態又はガス状態で冷媒が液体状態からガス状態へ相変化を受ける場合に用いられる。

蒸発冷却とは、一定の圧力に保持したシステムについて物質の一部を気化又は蒸発させることによって物質を冷却することを指す。すなわち、蒸発時は、気化する物質の部分が液体状態で残っている物質の部分から熱を吸収し、その結果、その液体部分を冷却する。

最後に、膨張又は圧力低減冷却とは、圧力低減手段を通過させることによってガス、液体又は２相系の圧力が減少する場合に起こる冷却を指す。１つの態様では、この膨張手段はジュール−トムソン膨張弁である。別の態様では、膨張手段は流体エキスパンダか又はガスエキスパンダである。各エキスパンダは膨張過程から仕事エネルギーを回収するので、より低いプロセス流温度が膨張に際して可能となる。

図１に記載した流れの系統及び装置は、本発明の液化方法の好ましい態様である。当業者は、図１が概略的な表現に過ぎず、したがって、理解を容易にするために、商用プラントで運転をうまく行うのに必要な多くの機器項目を省略していることを理解されよう。このような項目としては、たとえば、コンプレッサ制御手段、流量及び液面の測定及びこれに対応する制御器、温度と圧力の制御手段、ポンプ、モータ、フィルタ、その他の熱交換器及び弁類等がある。これらの項目は標準的な技術実務に従って用意されるだろう。

図１の理解を容易にするために、以下の参照数字のつけ方を用いる。項目数字１００〜１９９は、主にメタンを含む流れのライン又は管路に対応している。項目数字２００〜２９９は、主にメタンを含む流体流を含み及び／又はこれら流体流について稼動するプロセス容器と機器である。項目数字３００〜３９９は、主にプロパンを含む流れのライン又は管路に対応している。項目数字４００〜４９９は、主にプロパンを含む流体流を含み及び／又はこれら流体流について稼動するプロセス容器と機器である。項目数字５００〜５９９は、主にエチレンを含む流れのライン又は管路に対応している。項目数字６００〜６９９は、主にエチレンを含む流体流を含み及び／又はこれら流体流について稼動するプロセス容器と機器である。項目数字７００〜７９９は機械的駆動装置である。

図１について説明すると、前に説明したように、天然ガス供給原料流は、天然ガスパイプラインから管路１００に流入する。入口コンプレッサ２０２において、天然ガスは圧縮され、空気が冷却され、その結果、コンプレッサ２０２を出ていく天然ガスは一般に約３．４４ＭＰａから約５．５１ＭＰａ（約５００ｐｓｉａから約８００ｐｓｉａ）の範囲の圧力と一般に約２３．８℃から約７９．４℃（華氏約７５度から約１７５度）の範囲の温度を有する。天然ガスはその後管路１０２を経由して酸性ガス除去ユニット２０４に流れる。酸性ガス除去ユニット２０４は、ＣＯ_２及びＨ_２Ｓ等の酸性ガスを除去するためにアミン溶媒（たとえば、ジグリコールアミン）を用いることが好ましい。酸性ガス除去ユニット２０４は、ＣＯ_２を５０容積ｐｐｍ未満までに、Ｈ_２Ｓを２容積ｐｐｍ未満まで除去するように動作可能であることが好ましい。酸性ガスの除去後、天然ガスは、管路１０４を経由して、天然ガスからほぼすべての水を除去するように動作可能である脱水ユニット２０６に移送される。脱水ユニット２０６は、天然ガスを乾燥するために多段床の再生可能なモレキュラーシーブシステムを用いることが好ましい。乾燥された天然ガスは次に、管路１０６を経由して水銀除去システム２０８に送ることができる。水銀除去システム２０８は、天然ガスから水銀を除去するために硫黄を含浸させた活性炭を含む少なくとも１つの固定床容器を用いることが好ましい。得られた予備処理された天然ガスは、管路１０８を通って液化システムに導入される。

第１液化サイクルの一部として、ガス状プロパンは、第１及び第２電動機駆動装置７００、７０２によってそれぞれ駆動される第１及び第２多段プロパンコンプレッサ４００、４０２内で圧縮される。機械的に１つに結合され、単一の駆動装置により駆動される分離装置を用いることができるが、３段階の圧縮は単一ユニット（すなわち、単一体）によって行われることが好ましい。圧縮に際し、第１及び第２プロパンコンプレッサ４００、４０２から出た圧縮プロパンは、それぞれ管路３００、３０２を経由して共通管路３０４に導かれる。この圧縮プロパンは、その後、共通管路３０４を通って冷却器４０４に送られる。冷却器４０４のすぐ下流の液化プロパンの圧力と温度は、約３７．７〜５４．４℃及び１．１７〜１．４５ＭＰａ（華氏約１００〜１３０度及び１７０〜２１０ｐｓｉａ）であることが好ましい。図１には示してないが、液化プロパンから残りの軽質成分を除去するために冷却器４０４の下流かつ膨張弁４０６の上流に分離容器を配置することが好ましい。このような容器は、単一段の気−液分離器から構成されていてもよく、又は、より複雑化され、アキュムレータ部、凝縮器部及び吸収装置部から構成され、これらの部の後２者が、プロパンから残りの軽質成分を除去するために連続で運転されるか、定期的に接続状態にしてもよい。この容器から出て行く流れ又は場合によっては冷却器４０４から出て行く流れは、管路３０６を通って膨張弁４０６等の圧力低減手段に送られ、そこで液化プロパンの圧力が低減され、これによって液化プロパンの一部を気化又はフラッシュさせる。得られた２相の生成物は、その後、間接的熱交換手段２３９、２１０及び６０６を介して、管路１５８経由で導入されたガス状メタン冷媒、管路１０８経由で導入された天然ガス供給原料及び管路５０６経由で導入されたガス状エチレン冷媒と間接的熱交換を行い、これによって管路１６０、１１０及び３１２経由でそれぞれ輸送される冷却された各ガス流を生成するために、管路３０８を通って高段階プロパン冷却器４０８に流入する。

冷却器４０８から出ていくフラッシュしたプロパンガスは、管路３１０を経由して第１及び第２プロパンコンプレッサ４００、４０２の高段階の入口に戻される。残りの液体プロパンは、管路３１２を通って送られ、膨張弁４１０として図示される圧力低減手段を通過することによって圧力がさらに減少され、その結果、液化プロパンの追加部分がフラッシュされる。得られる２相流はその後、管路３１４を通って中間段階プロパン冷却器４１２に供給され、これによって冷却器４１２の冷媒を生成する。

高段階プロパン冷却器４０８から出て行く冷却された天然ガス供給原料流は、管路１１０経由でノックアウト容器２１０に流入し、そこでガス相と液相が分離される。Ｃ_３及びこれより重質な成分が豊富な液相は管路１１２経由で取り除かれる。ガス相は管路１１４経由で取り除かれ、中間段階プロパン冷却器４１２に搬送される。エチレン冷媒は管路５０８経由で冷却器４１２に導入される。冷却器４１２において、処理された天然ガス流とエチレン冷媒流はそれぞれ間接熱交換手段２１４及び６０８経由で冷却され、これによって、管路１１６及び５１０経由で冷却された処理済み天然ガス流とエチレン冷媒流を生成する。プロパン冷媒のこのように気化された部分が分離され、管路３１６を通ってプロパンコンプレッサ４００、４０２の中間段階の入口に送られる。液体プロパンは、管路３１８を通って送られ、膨張弁４１４として図示される圧力低減手段を通過することによって圧力がさらに減少され、その結果、液化プロパンの追加部分がフラッシュされる。得られた２相流はその後、管路３２０を通って低段階プロパン冷却器／凝縮器４１６に供給され、これによって冷却器４１６の冷媒を生成する。

図１に示すように、冷却された処理済み天然ガス流は中間段階プロパン冷却器４１２から管路１１６経由で低段階プロパン冷却器／凝縮器４１６に流れる。冷却器４１６において、この流れは間接熱交換手段２１６を経て冷却される。同じようなやり方で、エチレン冷媒流は中間段階プロパン冷却器４１２から管路５１０経由で低段階プロパン冷却器／凝縮器４１６に流れる。後者においては、エチレン冷媒流は間接熱交換手段６１０を経てほぼ全量が凝縮される。蒸発したプロパンは低段階プロパン冷却器／凝縮器４１６から取り除かれ、管路３２２経由でプロパンコンプレッサ４００、４０２の低段階入口に戻される。図１は、管路１１６及び５１０によって供給される流れの冷却が同一容器内で起こる場合を示しているが、流れ１１６の冷却と、流れ５１０の冷却及び凝縮はそれぞれ別のプロセス容器（たとえば、分離冷却器及び分離凝縮器）内で行うこともできる。

図１に示すように、冷却、圧縮された開放メタンサイクルガス流の一部は、管路１６２を介して供給され、低段階プロパン冷却器／凝縮器４１６から出て管路１１８を経由する処理済み天然ガス供給原料流と一緒になり、これによって液化流を形成し、この液化流はその後、管路１２０経由で高段階エチレン冷却器６１８に導入される。エチレン冷媒は管路５１２経由で低段階プロパン冷却器／凝縮器４１６から出て、分離容器６１２に供給され、そこで軽質成分が管路５１３経由で取り除かれ、凝縮されたエチレンは管路５１４経由で取り除かれる。分離容器６１２は、上に説明した、液化プロパン冷媒から軽質成分を除去するための容器と同様のものであり、単一段の気−液分離器とすることもでき、又は系から除去される軽質成分の選択性がより大きくなる多段の操作とすることもできる。プロセスのこの個所におけるエチレン冷媒は、一般に約−２６℃から約−３４．４℃（華氏約−１５度から約−３０度）の範囲の温度と約１．８から約２．０７ＭＰａ（約２７０ｐｓｉａから約３００ｐｓｉａ）の範囲の圧力である。エチレン冷媒はその後、管路５１４を経由して、メインエチレンエコノマイザ６９０へ流れ、そこで間接熱交換手段６１４を介して冷却され、管路５１６経由で取り除かれ、膨張弁６１６等の圧力低減手段に送られ、その結果、冷媒がフラッシュされて前以て選択した温度と圧力になり、管路５１８経由で高段階エチレン冷却器６１８に供給される。蒸気は管路５２０経由でこの冷却器から取り除かれてメインエチレンエコノマイザ６９０へ送られ、そこで間接熱交換手段６１９を介して冷媒として機能する。エチレン蒸気はその後、管路５２２経由でエチレンエコノマイザ６９０から取り除かれ、第１及び第２エチレンコンプレッサ６００、６０２の高段階の入口に供給される。高段階エチレン冷却器６１８で蒸発しないエチレン冷媒は管路５２４経由で取り除かれ、間接熱交換手段６２０を介してさらに冷却するためにエチレンエコノマイザ６９０へ戻され、エチレンエコノマイザ６９０から管路５２６経由で取り除かれ、膨張弁６２２として図示される圧力低減手段内でフラッシュされ、その結果、得られた２相の生成物は管路５２８経由で低段階エチレン冷却器６２４内に導入される。液化流は管路１２２経由で高段階エチレン冷却器６１８から取り除かれ、低段階エチレン冷却器６２４に直接供給され、そこで間接熱交換手段２２０を介して追加の冷却と部分的凝縮を行う。得られる２相流はその後管路１２４経由で２相分離器２２２に流れ、そこからメタンを多く含んだ蒸気流が管路１２８経由で、Ｃ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体流が管路１２６経由でそれぞれ生成され、Ｃ_２及びこれより重質な成分を多く含んだ液体流は引き続いて容器２２４でフラッシュ又は分留され、これによって管路１３２経由の重質成分流と、管路１６４経由で移送され、管路１５０経由の第２流れと一緒になった後、高段階メタンコンプレッサ２３４、２３６に供給される第２メタンを多く含んだ流れとを生成する。

管路１２８内の流れと管路１２９によって供給される冷却、圧縮された開放メタンサイクルガス流が一緒になり、管路１３０経由で低段階エチレン凝縮器６２８に供給され、そこでこの流れは、管路５３２経由で低段階エチレン凝縮器６２８に送られる低段階エチレン冷却器６２４からの排出液体と間接熱交換手段２２６を介して熱交換する。凝縮器６２８において、一緒になった流れが凝縮され、凝縮器６２８から管路１３４経由で加圧されたＬＮＧを含む流れが生成される。管路５３０を経由する低段階エチレン冷却器６２４からの蒸気、及び管路５３４を経由する低段階エチレン凝縮器６２８からの蒸気は一緒になって、管路５３６経由でメインエチレンエコノマイザ６９０へ送られ、そこで間接熱交換手段６３０を介して冷媒として機能する。この流れはその後、管路５３８経由でメインエチレンエコノマイザ６９０からエチレンコンプレッサ６００、６０２の低段階の入口に送られる。図１でわかるとおり、コンプレッサ６００、６０２の低段階の入口経由で導入された蒸気のコンプレッサ排出ガスが取り出され、中間クーラー６４０、６４２を介して冷却され、管路５２２内に存在する高段階の流れと共に注入するためにエチレンコンプレッサ６００、６０２に戻される。この２段階は、それぞれ別のモジュールにし、共通の１つの駆動装置に機械的に連結することができるが、単一モジュールであることが好ましい。エチレンコンプレッサ６００、６０２から出ていく圧縮されたエチレン生成物は、管路５００及び５０２を経由して共通の管路５０４へ送られる。圧縮されたエチレンはその後、共通の管路５０４を経由して下流クーラー６０４に導かれる。クーラー６０４からの生成物は管路５０６を経て流れ、上に説明したように、高段階プロパン冷却器４０８内に導入される。

管路１３４内の加圧されたＬＮＧを含む流れ、好ましくはその全体が液体流である流れは、一般に約−９５℃から約−７８．８℃（華氏約−１４０度から約−１１０度）の範囲の温度と約４．１から約４．３４ＭＰａ（約６００ｐｓｉａから約６３０ｐｓｉａ）の範囲の圧力にある。この流れは、以下で説明するように、管路１３４を経由し、メインメタンエコノマイザ２９０を通り、そこで間接熱交換手段２２８によりさらに冷却される。メインメタンエコノマイザ２９０から、加圧されたＬＮＧを含む流れは、管路１３６を通り、その圧力は膨張弁２２９として図示される圧力低減手段によって減少され、これによってガス流の一部が気化又はフラッシュし、これによってフラッシュガス流を生成する。このフラッシュされた流れは、その後、管路１３８を経由して高段階メタンフラッシュドラム２３０に送られ、そこで、管路１４０を通して排出されるフラッシュガス流と管路１６６を通して排出される液相流（すなわち、加圧されたＬＮＧを含む流れ）に分離される。このフラッシュガス流はその後、管路１４０を経由してメインメタンエコノマイザ２９０へ移送され、そこで間接熱交換手段２３２を介して冷媒として機能する。このフラッシュガス流（すなわち、加温されたフラッシュガス流）は管路１５０を経由してメインメタンエコノマイザ２９０を出、そこで管路１６４によって供給されるガス流と一緒になる。これらの流れは、その後、高段階メタンコンプレッサ２３４、２３６の入口に供給される。管路１６６内の液体相は第２メタンエコノマイザ２４４を通り、そこで液体は下流のフラッシュガス流により間接熱交換手段２４６を介してさらに冷却される。冷却されたこの液体は、管路１６８経由で第２メタンエコノマイザ２４４を出ていき、膨張弁２４８として図示される圧力低減手段を通して膨張されるか又はフラッシュされ、圧力をさらに低下させ同時にその第２部分を気化させる。このフラッシュガス流は、その後、中間段階メタンフラッシュドラム２５０に送られ、そこで、管路１７２を通過するフラッシュガス流と管路１７０を通過する液相流とに分離される。このフラッシュガス流は、管路１７２を通って第２メタンエコノマイザ２４４へ流れ、そこで間接熱交換手段２５２を介し、管路１６６経由でエコノマイザ２４４に導入された液体を冷却する。管路１７４は、第２メタンエコノマイザ２４４内の間接熱交換手段２５２とメインメタンエコノマイザ２９０内の間接熱交換手段２５４との間の流れの管路としての役割を果たす。加温されたフラッシュガス流は、中間段階メタンコンプレッサ２５６、２５８の入口に連結される管路１７６を経由してメインメタンエコノマイザ２９０を出ていく。管路１７０経由で中間段階フラッシュドラム２５０を出ていくこの液体相は、膨張弁２６０として図示される圧力低減手段を通過することによって、圧力がさらに、好ましくは１７２ｋＰａ（約２５ｐｓｉａ）まで、低下する。さらにまた、液化ガスの第３部分が気化又はフラッシュされる。膨張弁２６０から出ていく流体は、最終すなわち低段階フラッシュドラム２６２に送られる。フラッシュドラム２６２においては、蒸気相が、フラッシュガス流として分離され、第２メタンエコノマイザ２４４に管路１８０を通して送られ、そこではこのフラッシュガス流が間接熱交換手段２６４を介して冷媒として機能し、メインメタンエコノマイザ２９０に連結された管路１８２を経由して第２メタンエコノマイザ２４４を出ていき、メインメタンエコノマイザ２９０ではこのフラッシュガス流が間接熱交換手段２６６を介して冷媒として機能し、最終的には低段階メタンコンプレッサ２６８、２７０の入口に連結する管路１８４を経由してメインメタンエコノマイザ２９０を出ていく。おおよそ大気圧にあるフラッシュドラム２６２からの液化天然ガス製品（すなわち、ＬＮＧ流）は、管路１７８を通って貯蔵ユニットに送られる。貯蔵ユニットからの低圧、低温のＬＮＧが蒸発した蒸気流は、このような流れを、管路である管路１８０、１８２又は１８４のいずれかにある低圧フラッシュガスと一緒にすることによって回収することが好ましい。なお、管路の選択は、ガス流温度と可能な限り密接にマッチするという要望に基づく。慣用の実務によれば、貯蔵ユニット内の液化天然ガス（ＬＮＧ）は（典型的には外洋航海ＬＮＧタンカーによって）所望の場所に輸送することができる。その後ＬＮＧは、慣用の天然ガスパイプラインを経由してガス状態で輸送するために陸上のＬＮＧターミナルで蒸発させることができる。

図１に示すように、メタンコンプレッサ２３４、２３６、２５６、２５８、２６８、２７０は、２つの駆動装置７０４、７０６によって駆動されるように機械的に連結された個別のユニットとして存在することが好ましい。低段階メタンコンプレッサ２６８、２７０からの圧縮されたガスは、中間クーラー２８０、２８２を通り、第２段階の圧縮前に管路１７６内の中間圧力のガスと一緒になる。中間段階メタンコンプレッサ２５６、２５８からの圧縮されたガスは中間クーラー２８４、２８６を通り、第３段階の圧縮前に管路１５０経由で供給される高圧ガスと一緒になる。この圧縮されたガス（すなわち、圧縮された開放メタンサイクルガス流）は高段階メタンコンプレッサ２３４、２３６から管路１５２，１５４を通して吐出され、管路１５６で一緒になる。圧縮されたメタンガスはその後クーラー２３８で冷却され、上記で述べたように、管路１５８経由で高段階プロパン冷却器４０８に送られる。この流れは、間接熱交換手段２３９を介して冷却器４０８で冷却され、管路１６０経由でメインメタンエコノマイザ２９０に流れる。本明細書及び前の記述で用いているように、コンプレッサとは圧縮の各段及び中間冷却に関連した任意の機器を指している。

図１に示すように、メインメタンエコノマイザ２９０に入る、冷却器４０８からの圧縮された開放メタンサイクルガス流は、その全体が間接熱交換手段２４０を通る流れを介して冷却される。この冷却された流れの一部がその後、管路１６２経由で取り除かれ、高段階エチレン冷却器６１８の上流で、処理済みの天然ガス供給原料流と一緒になる。この冷却された流れの残りの部分は、メインメタンエコノマイザ２９０内の間接熱交換手段２４２を介してさらなる冷却を受け、そこから管路１２９経由で生成される。この流れは、エチレン凝縮器６２８の上流の位置で、管路１２８内の流れと一緒になり、その後、この液化流は、間接熱交換手段２２６を通る流れを介してエチレン凝縮器６２８内で最大部分が液化される。

図１に示すように、第１プロパンコンプレッサ４００及び第１エチレンコンプレッサ６００が、単一の第１電動機７００によって駆動されることが好ましく、一方、第２プロパンコンプレッサ４０２及び第２エチレンコンプレッサ６０２は、単一の第２電動機７０２によって駆動される。第１及び第２電動機７００、７０２は、任意の好適な市販電動機とすることができる。図１から、プロパンコンプレッサ４００、４０２及びエチレンコンプレッサ６００、６０２の両方とも、並列にそれぞれのプロパン冷凍サイクル及びエチレン冷凍サイクルに流体連結され、その結果、各冷凍サイクルにおいて用いられる冷媒流のおおよそ半分に対して、各コンプレッサが最大の圧力増加をもたらしていることがわかる。このような複数のプロパンとエチレンのコンプレッサの並列構成は、ＬＮＧプラントの有用性を著しく高める「１つに２系列」設計を提供する。それゆえ、たとえば、保守整備又は修理のために第１電動機７００の運転停止が必要な場合、第２電動機７０２、第２プロパンコンプレッサ４０２、及び第２エチレンコンプレッサ６０２が依然としてプラントの運転継続のために使用できるので、ＬＮＧプラント全体の運転を停止する必要はない。

このような「１つに２系列」理念は、さらに、メタンコンプレッサ２３４、２３６、２５６、２５８、２６８、２７０に動力を供給する２つの駆動装置７０４、７０６の使用で示される。第３電動機７０４は、第１高段階メタンコンプレッサ２３４、第１中間段階メタンコンプレッサ２５６、及び第１低段階メタンコンプレッサ２６８に動力を供給するのに使用され、一方、第４電動機７０６は、第２高段階メタンコンプレッサ２３６、第２中間段階メタンコンプレッサ２５８、及び第２低段階メタンコンプレッサ２７０に動力を供給するのに使用される。第３及び第４電動機７０４、７０６は、任意の好適な市販電動機とすることができる。図１から、第１メタンコンプレッサ２３４、２５６、２６８は、相互に直列に開放メタン冷凍サイクルに流体連結され、また第２メタンコンプレッサ２３６、２５８、２７０とは並列に流体連結されていることがわかる。それゆえ、第１メタンコンプレッサ２３４、２５６、２６８は協同して、開放メタン冷凍サイクルにおけるメタン冷媒流のおおよそ半分に対して、最大の圧力増加をもたらすのであるが、第１コンプレッサ２６８、２５６、２３４は、そのような最大の圧力増加の各増加部分を与えているのである。同様に、第２メタンコンプレッサ２３６、２５８、２７０は協同で、開放メタン冷凍サイクルにおけるメタン冷媒流の残りのおおよそ半分に対して、最大の圧力増加をもたらすのであるが、第２コンプレッサ２７０、２５８、２３６は、そのような最大の圧力増加の各増加部分を与えているのである。このようなメタンの駆動装置とコンプレッサの配列は、「１つに２系列」設計理念と一致するものである。それゆえ、たとえば、保守整備又は修理のために第３電動機７０４の運転停止が必要な場合、第４電動機７０６、第２メタンコンプレッサ２３６、２５８、２７０が依然としてプラントの運転継続のために使用できるので、ＬＮＧプラント全体の運転を停止する必要はない。

電動機７００，７０２、７０４、７０６の始動を助けるために様々な方法を用いることができる。運転開始時の電動機７００，７０２、７０４、７０６及びそれらに連結するコンプレッサの最初の回転に伴う慣性力及び流体抗力は、克服することが困難である可能性がある。それゆえ、可変周波数駆動装置を電動機７００，７０２、７０４、７０６に結合して運転開始を補助することができる。運転開始を補助する別の方法として、コンプレッサのガスを排出して運転開始時にモータ回転の抵抗となる流体抗力を最小にする方法を挙げることができる。さらに、流体継手又はトルクコンバータをモータとコンプレッサの間に配置して、モータがコンプレッサからの負荷をほとんど受けずに或いはまったく受けずに起動でき、その後、モータが速度を上げているときに流体継手又はトルクコンバータがコンプレッサの負荷をモータに徐々に掛けることができるようにすることができる。トルクコンバータを用いる場合は、トルクコンバータに、電動機とコンプレッサがいったん速度を上げたら電動機とそれに連結するコンプレッサが直接機械的に相互に結合することが可能になる機械的ロックアウト機構を使用することが好ましい。

図２について説明すると、天然ガス液化システムの別の態様が図示されている。図２に例示された天然ガス液化システムの多くの構成要素は図１に示したのと同じものであるが、図２のシステムは別の駆動装置及び動力システムを用いている。図２の大多数の構成要素（すなわち、構成要素１００〜６９９）は、図１の構成要素と同じものであり、同じ参照番号になっている。

図２に例示された天然ガス液化システムは、たとえば、天然ガス等の燃料の燃焼を経て、熱エネルギー（すなわち水蒸気）の形のエネルギーと電気エネルギーとを同時に発生するように動作可能なコージェネレーションプラント１０００を用いる。第１プロパンコンプレッサ４００及び第１エチレンコンプレッサ６００は第１電動機９００により駆動され、一方、第２プロパンコンプレッサ４０２及び第２エチレンコンプレッサ６０２は第２電動機９０２により駆動される。電動機９００、９０２は、コージェネレーションプラント１０００によって発生され、電線１００２、１００３、１００５経由で電動機９００、９０２に伝導される電気の少なくとも一部によって動力を供給されている。

第１スチームタービン９０４は、第１高段階コンプレッサ２３４、第１中間段階メタンコンプレッサ２５６、及び第１低段階メタンコンプレッサ２６８に動力を供給するのに使用され、一方、第２スチームタービン９０６は、第２高段階メタンコンプレッサ２３６、第２中間段階メタンコンプレッサ２５８、及び第２低段階メタンコンプレッサ２７０に動力を供給するのに使用される。このスチームタービン９０４、９０６は、コージェネレーションプラント１０００によって発生され、水蒸気管１００４、１００６、１００８経由でスチームタービン９０４、９０６に導かれる水蒸気の少なくとも一部によって動力が供給されている。

第１スタータ／ヘルパモータ９０８は第１電動機９００に駆動連結することができ、一方、第２スタータ／ヘルパモータ９１０は第２電動機９０２に駆動連結することができる。スタータ／ヘルパモータ９０８、９１０は、スタータ／ヘルパモータ９０８、９１０がより大きな電動機９００、９０２を始動時に回転させる補助をする起動モードで動作することができ、或いはスタータ／ヘルパモータ９０８、９１０は、スタータ／ヘルパモータ９０８、９１０が通常運転時にコンプレッサ４００、４０２、６００、６０２に動力を供給する際に電動機９００、９０２を支援する支援モードで動作することができる。スタータ／ヘルパモータ９０８、９１０は、コージェネレーションプラント１０００によって発生され、電線１０１０、１０１２、１０１４経由で伝導される電気によって動力を供給される。

図３について説明すると、図１及び２に示したシステムと同様な天然ガス液化システムが、別の駆動装置及び動力システムを含むものとして示されている。コージェネレーションプラント１２００は、電線１２０２、１２０３、１２０５を通して伝えられる電気を介して電動機１１００、１１０２に動力を供給するのに使用される。コージェネレーションプラント１２００はまた、水蒸気管１２０４、１２０６、１２０８、１２１０を通して導かれる水蒸気を介してスチームタービン１１０４、１１０６に動力を供給するようにも動作可能である。

第１スタータ／ヘルパスチームタービン１１０８は第１電動機１１００に駆動連結され、一方、第２スタータ／ヘルパスチームタービン１１１０は第２電動機１１０２に駆動連結される。スタータ／ヘルパスチームタービン１１０８、１１１０は、コージェネレーションプラント１２００によって発生され、管路１２０４、１２１２、１２１４、１２１６経由でスタータ／ヘルパスチームタービン１１０８、１１１０に導かれる水蒸気によって動力を供給される。始動時に、スタータ／ヘルパスチームタービン１１０８、１１１０は、電動機１１００、１１０２を回転させる補助をすることができる。天然ガス液化システムの通常運転時に、スタータ／ヘルパスチームタービン１１０８、１１１０は、コンプレッサ４００、４０２、６００、６０２を駆動する際に電動機１１００、１１０２を支援することができる。

上記した好ましい形態は、単なる説明として使用されるべきであり、本発明の範囲を解釈するという限定的な意味で使用されるべきではない。上に記載した代表的な態様に対して、本発明の精神を逸脱することなく、自明な変更形態が当業者によって容易になされるであろう。

本発明者らは、以下の請求項に記載するとおりの本発明の文言の範囲外にあるが、そこから実質的に逸脱していない装置に関する場合に、本発明の合理的に公正な範囲を決定、評価するために均等論に依拠する意図をここに表明する。

新規な駆動装置及びコンプレッサシステムを用いるＬＮＧ製造用のカスケード冷凍プロセスの簡略流れ図であり、図１の参照数字は、１００〜１９９：主としてメタン流のための管路、２００〜２９９：主としてメタン流のための機器と容器、３００〜３９９：主としてプロパン流のための管路、４００〜４９９：主としてプロパン流のための機器と容器、５００〜５９９：主としてエチレン流のための管路、６００〜６９９：主としてエチレン流のための機器と容器、７００〜７９９：機械的駆動装置のように要約することができる。 ＬＮＧプラント用の別の駆動装置及び動力システムを示す図１と同様の簡略流れ図であり、図２では、参照数字９００〜９９９が駆動装置を示し、参照数字１０００〜１０９９が動力システムを示すことを除けば、参照数字は図１と同一である。 ＬＮＧプラント用の別の駆動装置及び動力システムを示す図１及び２と同様の簡略流れ図であり、図３では、参照数字１１００〜１１９９が駆動装置を示し、参照数字１２００〜１２９９が動力システムを示すことを除けば、参照数字は図１及び２と同一である。

Claims (35)

1. （ａ）第１電動機で第１コンプレッサ及び第２コンプレッサを駆動する段階と、
   （ｂ）第２電動機で第３コンプレッサ及び第４コンプレッサを駆動する段階と、
   （ｃ）前記第１及び第３コンプレッサ内の第１冷凍サイクルの第１冷媒を圧縮する段階と、
   （ｄ）前記第２及び第４コンプレッサ内の第２冷凍サイクルの第２冷媒を圧縮する段階と
   を含む、天然ガスを液化するための方法。
2. 前記第１及び第３コンプレッサが並列に前記第１冷凍サイクルに流体連結され、
   前記第２及び第４コンプレッサが並列に前記第２冷凍サイクルに流体連結されている、請求項１に記載の方法。
3. 前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含む、請求項２に記載の方法。
4. 前記第２冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含む、請求項３に記載の方法。
5. （ｅ）第３電動機で第５コンプレッサを駆動する段階と、
   （ｆ）前記第５コンプレッサ内の第３冷凍サイクルの第３冷媒を圧縮する段階とを更に含む、請求項３に記載の方法。
6. 前記第２冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
   前記第３冷媒が最大部分にメタンを含む、請求項５に記載の方法。
7. （ｇ）第４電動機で第６コンプレッサを駆動する段階と、
   （ｈ）前記第６コンプレッサ内の第３冷凍サイクルの第３冷媒を圧縮する段階とを更に含む、請求項６に記載の方法。
8. 前記第５及び第６コンプレッサが並列に前記第３冷凍サイクルに流体連結されている、請求項７に記載の方法。
9. 前記第１冷媒が最大部分にプロパンを含み、
   前記第２冷媒が最大部分にエチレンを含み、
   前記第３冷媒が最大部分にメタンを含む、請求項８に記載の方法。
10. （ｉ）段階（ａ）〜（ｄ）を経て製造された液化天然ガスを気化させる段階を更に含む、請求項１に記載の方法。
11. （ａ）コージェネレーションプラントにおいて水蒸気と電気を発生させる段階と、
    （ｂ）電気の少なくとも一部を使用して第１電動機に動力を供給する段階と、
    （ｃ）水蒸気の少なくとも一部を使用して第１スチームタービンに動力を供給する段階と、
    （ｄ）前記第１電動機により駆動される第１コンプレッサ内の第１冷凍サイクルの第１冷媒を圧縮する段階と、
    （ｅ）前記第１スチームタービンにより駆動される第２コンプレッサ内の第２冷凍サイクルの第２冷媒を圧縮する段階と、
    （ｆ）電気の少なくとも一部を使用して第２電動機に動力を供給する段階と、
    （ｇ）前記第２電動機により駆動される第３コンプレッサ内の前記第１冷凍サイクルの第１冷媒を圧縮する段階と、
    （ｈ）水蒸気の少なくとも一部を使用して第２スチームタービンに動力を供給する段階と、
    （ｉ）前記第２スチームタービンにより駆動される第４コンプレッサ内の前記第２冷凍サイクルの第２冷媒を圧縮する段階とを含み、
    前記第１及び第３コンプレッサが並列に前記第１冷凍サイクルに流体連結され、
    前記第２及び第４コンプレッサが並列に前記第２冷凍サイクルに流体連結されている、天然ガスを液化するための方法。
12. 前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物を含む、請求項１１に記載の方法。
13. 前記第２冷媒が最大部分にメタンを含む、請求項１２に記載の方法。
14. 前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第２冷媒が最大部分にメタンを含む、請求項１１に記載の方法。
15. （ｊ）前記第１電動機により駆動される第５コンプレッサ内の第３冷凍サイクルの第３冷媒を圧縮する段階と、
    （ｋ）前記第２電動機により駆動される第６コンプレッサ内の前記第３冷凍サイクルの第３冷媒を圧縮する段階とを更に含む、請求項１４に記載の方法。
16. 前記第５及び第６コンプレッサが並列に前記第３冷凍サイクルに流体連結されている、請求項１５に記載の方法。
17. 前記第１冷媒が最大部分にプロパンを含み、
    前記第２冷媒が最大部分にメタンを含み、
    前記第３冷媒が最大部分にエチレンを含む、請求項１６に記載の方法。
18. （ｌ）段階（ａ）〜（ｅ）を経て製造された液化天然ガスを気化させる段階を更に含む、請求項１１に記載の方法。
19. 異なった冷媒を用いる複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化するための装置であって、
    第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含む第１冷凍サイクルと、
    第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含む第２冷凍サイクルと、
    第３冷媒を圧縮するための第３コンプレッサを含む第３冷凍サイクルと、
    前記第１コンプレッサを駆動するための第１電動機と、
    前記第２コンプレッサを駆動するための第２電動機と、
    前記第３コンプレッサを駆動するための第３電動機とを備え、
    前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第２冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第３冷媒が最大部分にメタンを含み、
    前記第２冷凍サイクルは、前記第１電動機に駆動連結され、前記第２冷媒を圧縮するように動作可能である第４コンプレッサを含み、
    前記第１冷凍サイクルは、前記第２電動機に駆動連結され、前記第１冷媒を圧縮するように動作可能である第５コンプレッサを含み、
    前記第１及び第５コンプレッサが並列に前記第１冷凍サイクルに流体統合され、
    前記第２及び第４コンプレッサが並列に前記第２冷凍サイクルに流体統合されている、上記装置。
20. 前記第１冷凍サイクルは前記第２冷凍サイクルの上流に配置され、
    前記第２冷凍サイクルは前記第３冷凍サイクルの上流に配置される、請求項１９に記載の装置。
21. 前記第３冷凍サイクルはメタンの開放サイクルである、請求項１９に記載の装置。
22. 前記第１冷媒が最大部分にプロパンを含み、
    前記第２冷媒が最大部分にエチレンを含み、
    前記第３冷媒が最大部分にメタンを含む、請求項１９に記載の装置。
23. 前記第１冷媒が最大部分にプロパンを含み、
    前記第２冷媒が最大部分にエチレンを含む、請求項１９に記載の装置。
24. 異なった冷媒を用いる複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化するための装置であって、
    第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含む第１冷凍サイクルと、
    第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含む第２冷凍サイクルと、
    第３冷媒を圧縮するための第３コンプレッサを含む第３冷凍サイクルと、
    前記第１コンプレッサを駆動するための第１電動機と、
    前記第２コンプレッサを駆動するための第２電動機と、
    前記第３コンプレッサを駆動するための第３電動機とを備え、
    前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第２冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、更に
    前記第３冷媒が最大部分にメタンを含み、
    前記第１電動機に駆動連結したスタータ／ヘルパモータを備え、
    前記スタータ／ヘルパモータが起動モードで運転される場合、前記第１電動機の始動時にこの電動機の回転開始を助けるように前記スタータ／ヘルパモータが動作可能であり、
    前記スタータ／ヘルパモータが支援モードで運転される場合、前記第１電動機が前記第１コンプレッサを駆動させるのを助けるように前記スタータ／ヘルパモータが動作可能である、上記装置。
25. 異なった冷媒を用いる複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化するための装置であって、
    第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含む第１冷凍サイクルと、
    第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含む第２冷凍サイクルと、
    第３冷媒を圧縮するための第３コンプレッサを含む第３冷凍サイクルと、
    前記第１コンプレッサを駆動するための第１電動機と、
    前記第２コンプレッサを駆動するための第２電動機と、
    前記第３コンプレッサを駆動するための第３電動機とを備え、
    前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第２冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第３冷媒が最大部分にメタンを含み、かつ、
    前記第１電動機に駆動連結され、前記第１電動機の始動を助けるように動作可能であるスチームタービンを備える、上記装置。
26. 異なった冷媒を用いる複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化するための装置であって、
    第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含む第１冷凍サイクルと、
    第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含む第２冷凍サイクルと、
    第３冷媒を圧縮するための第３コンプレッサを含む第３冷凍サイクルと、
    前記第１コンプレッサを駆動するための第１電動機と、
    前記第２コンプレッサを駆動するための第２電動機と、
    前記第３コンプレッサを駆動するための第３電動機とを備え、
    前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第２冷媒が最大部分に、エタン、エチレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含み、
    前記第３冷媒が最大部分にメタンを含み、
    前記第１電動機に駆動連結され、前記第１電動機の始動を助けるように動作可能であるスチームタービンと、
    電気と水蒸気を発生するように動作可能なコージェネレーションプラントとを備え、
    前記第１、第２及び第３電動機は少なくとも電気の一部によって動力が供給され、
    前記スチームタービンは少なくとも水蒸気の一部によって動力が供給される、上記装置。
27. 異なった冷媒を用いる複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化するための装置であって、
    第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含む第１冷凍サイクルと、
    第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含む第２冷凍サイクルと、
    電気と水蒸気を同時に発生するためのコージェネレーションプラントと、
    前記第１コンプレッサに駆動連結され、少なくとも電気の一部によって動力が供給される第１電動機と、
    前記第２コンプレッサに駆動連結され、少なくとも水蒸気の一部によって動力が供給される第１スチームタービンと、
    前記第１電動機に駆動連結され、少なくとも水蒸気の一部によって動力が供給される第１始動スチームタービンとを備える、上記装置。
28. 前記第１冷媒が最大部分に、プロパン、プロピレン、及びそれらの混合物からなる群から選択される炭化水素を含む、請求項２７に記載の装置。
29. 前記第２冷媒が最大部分にメタンを含む、請求項２８に記載の装置。
30. 異なった冷媒を用いる複数の逐次的冷凍サイクルを経て天然ガスを冷却することにより天然ガスを液化するための装置であって、
    第１冷媒を圧縮するための第１コンプレッサを含む第１冷凍サイクルと、
    第２冷媒を圧縮するための第２コンプレッサを含む第２冷凍サイクルと、
    電気と水蒸気を同時に発生するためのコージェネレーションプラントと、
    前記第１コンプレッサに駆動連結され、少なくとも電気の一部によって動力が供給される第１電動機と、
    前記第２コンプレッサに駆動連結され、少なくとも水蒸気の一部によって動力が供給される第１スチームタービンとを備え、
    前記第２冷凍サイクルは、前記第２冷媒を圧縮するための第３コンプレッサを含み、かつ
    前記第３コンプレッサに駆動連結され、少なくとも水蒸気の一部によって動力が供給される第２スチームタービンを備え、
    前記第２及び第３コンプレッサが並列に前記第２冷凍サイクルに流体統合されている、上記装置。
31. 第３冷媒を圧縮するための第４コンプレッサを含む第３冷凍サイクルと、
    前記第４コンプレッサに駆動連結され、少なくとも電気の一部によって動力が供給される第２電動機とを含む、請求項３０に記載の装置。
32. 第５コンプレッサを含む前記第３冷凍サイクルは、前記第１電動機に駆動連結され、前記第３冷媒を圧縮するように動作可能であり、
    第６コンプレッサを含む前記第１冷凍サイクルは、前記第２電動機に駆動連結され、前記第１冷媒を圧縮するように動作可能である、請求項３１に記載の装置。
33. 前記第１及び第６コンプレッサが並列に前記第１冷凍サイクルに流体統合され、
    前記第４及び第５コンプレッサが並列に前記第３冷凍サイクルに流体統合されている、請求項３２に記載の装置。
34. 前記第１冷媒が最大部分にプロパンを含む、請求項３３に記載の装置。
35. 前記第２冷媒が最大部分にメタンを含み、
    前記第３冷媒が最大部分にエチレンを含む、請求項３４に記載の装置。

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